一是大小机组差距未真正拉开，仅向大机组象征性倾斜，不能体现国家节能减排政策要求；二是同类型同容量常规纯凝燃煤机组之间发电利用小时数不均衡，甚至相差较大；三是自备电厂未严格按照“自发自用”原则制订计划，或未标明下达的发电量计划是自用还是上网；四是热电联产机组未严格按照“以热定电”原则制订计划，在制订计划时未对供热合同进行校对。
二、非竞争性发电企业电能交易中存在的问题
（一）个别电网公司在抽蓄电站的抽水电量招标采购中获取额外收益或招标工作不规范，影响发电企业间的公平；部分抽水蓄能电站利用率较低，存在设备闲置的情况。
专栏：抽水电量招标采购相关工作不规范
（一）根据国家规定，目前采取“国家核定租赁费模式”经营的抽水蓄能电站年租赁费一般由电网企业承担50%，发电企业和用户各承担25%。但部分电网公司向发电企业多收取抽水蓄能电站租赁费。
（二）2009年山西省调发电企业共认购西龙池电站容量电费6454.44万元。根据《山西电网发电企业招标认购西龙池抽水蓄能电站容量电费暂行方案》（晋电交易[2009]1280号），山西电网公司实际应收取5316.7万元，差额部分1137.74万元应按照发电企业中标序位予以核减。因此，神一、兴能、神二、塔山、大唐运城电厂的全部或部分认购费得以核减，但认购电量并未相应核减，而是由山西电网公司安排在年度电量计划中，造成其他发电企业应得基数电量空间缩减，应得合理利益减少。
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专栏：部分抽水蓄能电站利用率较低
在已经转入商业运营的抽水蓄能电站中，执行“国家核定租赁费模式”的部分抽水蓄能电站年利用小时数较低，大多在100－200小时左右，最低的仅28小时，其主要作用体现在迎峰度夏、特殊时期保电和紧急备用上。而采用“租赁经营模式”模式的广州抽水蓄能电站的年利用小时数则达到了1538小时，采用“两部制电价模式”的华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司的年利用小时数也达到了1013小时，减少了燃煤机组的辅助服务，抽蓄电站的作用得到发挥。
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（二）供热机组经营不规范问题日益突出
一是个别发电企业在当地热负荷需求较小情况下仍然进行纯凝机组供热改造或者开展热电项目。
二是部分发电企业存在以供热名义增加基数电量发电计划的行为，实际热电比不符合国家《
关于发展热电联产的规定》（计基础[2000]1268号）中的要求。
专栏：部分发电企业热电比不符合国家规定
（一）国电集团宁夏大武口发电厂2#机组为11万千瓦供热机组，3-4#机组为10万千瓦供热机组，但这3台机组的年平均热电比分别为38.88%、39.77%和37.28%，远低于50%的要求。
（二）陕西省黄陵煤矸石热电厂1-2#机组为1.5万千瓦供热机组，3-4#机组为5万千瓦供热机组，但4台机组热电比均为“0”，全年都未供热。
（三）上海电力股份有限公司杨树浦发电厂1-2#机组为11万千瓦供热机组，其年平均热电比分别为15.01%和15.23%，22#机组为2.5万千瓦供热机组，其年均热电比为9.89%。
（四）贵州毕节热电厂1-2#机组为15万机组，年平均热电比仅为3.62%和8.61%。
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（三）可再生能源发展缺少统筹规划
部分地区可再生能源发展迅猛，但由于缺乏系统规划和统筹考虑，造成可再生能源电站的发展与传统化石能源电厂的发展不够协调，可再生能源电站与配套电网建设不同步，由此带来一些问题：
一是可再生能源的全额收购压力越来越大。局部电网在个别时段受联络线送出能力、电网稳定水平、调峰能力、保供热等因素限制，出现较多的弃水、窝风情况，造成可再生能源的低效率运行。
二是部分可再生能源由于自身特性和分布结构不合理给电网调峰、调频带来了较大困难，对电网辅助服务提出更高的要求，给电网的安全运行带来较大压力。
三是可再生能源大量消耗其他发电企业提供的辅助服务，而大部分可再生能源却未参加辅助服务补偿交易。
专栏：内蒙古风电发展现状和问题
截至2009年底，内蒙古电网直调装机容量3329万千瓦，其中风电装机431.6万千瓦（占15.2%），仅2009年新建风电机组容量就达到200万千瓦，预计2010年底将达到650万千瓦。
内蒙古风电发展存在以下问题：
一是发展迅速，并网送出问题突出。内蒙古地区规划为千万千瓦级的风电基地，但是送出方式和消纳范围不明确，风电机组数量众多，且布局分散，投产集中，电网企业建设压力大，按时接入电网的难度较大。
二是由于风电运行不稳定等特性，影响电网运行安全。内蒙风电出力在10～260万千瓦范围内波动，造成电网平衡困难。另外，风电场更多关注自身设备安全，没有预测风功率系统，对电网安全运行提出的管理要求不能及时满足。
三是为保证冬季供热期间电网安全运行，出现弃风现象。内蒙古电网冬季供热期间，电网平均开机容量2200万千瓦，最大发电负荷1780万千瓦，最小发电负荷1380万千瓦，而供热机组容量达1200万千瓦，考虑供热机组70%的调峰能力、非供热机组50%的调峰能力及自备电厂机组不参与系统调峰的情况，后夜低谷期间，内蒙古电网火电机组与系统负荷勉强平衡，因此，风电机组被迫降出力运行或完全退出运行，出现弃风现象。
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（四）自备电厂存在违规问题
2009年全年直调自备电厂上网电量129.6亿千瓦时，平均上网电价328.57元/千千瓦时，低于全国平均上网电价32元/千千瓦时。由于各地政策执行不严，目前部分自备电厂不缴纳备容费和政府基金。部分工业企业建设大大超过自身供热、供电需要的自备电厂，致使上网电量比例过大，违背自发自用原则。
专栏：部分自备电厂上网电量偏高或超出政府计划
（一）山西省电力公司直调自备电厂上网电量偏高：
1、山西大同热电有限公司装机容量为10万千瓦，总发电量为0.596亿千瓦时，上网电量为0.355亿千瓦时，上网电量占总发电量的72.2％，上网电价325.3元/兆瓦时。
2、阳煤集团兆丰电厂装机容量为40.5万千瓦，上网电量5.9亿千瓦时，占总发电量（14.5亿千瓦时）的47％，上网电价292元/兆瓦时。
（二）辽宁省电力公司直调自备电厂上网电量超出政府计划：
1、辽宁鞍钢第二发电厂政府下达上网计划0.5亿千瓦时，实际上网电量1.5亿千瓦时，比政府计划多出1亿千瓦时，上网电价330元/千千瓦时；
2、辽宁鞍钢鲅鱼圈钢铁分公司第三发电厂无政府下达上网计划，实际上网电量0.2亿千瓦时，上网电价330元/千千瓦时。
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自备电厂暂不参加辅助服务补偿，向电力公司缴纳容量备用费[41]。但是部分电网公司管理不规范，以向自备电厂收容量电费代替容量备用费。目前绝大部分辅助服务是由发电企业提供，该部分容量备用费尚未纳入辅助服务补偿交易资金来源。
专栏：个别地区直调自备电厂管理不规范
从2009年度各省级以上电网企业报送数据来看，部分电力调度机构自备电厂管理不规范，不掌握自备电厂的发电量、上网电量等基础性数据，未按照自备电厂自发自用为主的原则组织自备电厂生产；
新疆、四川等省（区）的自备电厂既没有参加辅助服务补偿交易，也未按照国家要求缴纳容量备用费；
黑龙江省七台河、鹤岗、鸡西、双鸭山矿务局自备电厂未按照国家要求缴纳容量备用费；
吉林省违反有关规定，允许自备电厂用电量与上网电量进行互抵，影响系统运行公平。
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部分自备电厂容量小、能耗高、污染重，存在不符合国家节能减排政策和盲目发展的问题。
专栏：新疆自备电厂问题突出
截至2009年底，新疆电网省调直调企业自备电厂容量为146.5万千瓦，占直调系统总装机容量的16.74%，其设备利用小时数为6767小时，比公用火电厂高1690小时，其发电量占新疆省调直调发电量的比例为24.9%。新疆电网内企业自备电厂容量为243.1万千瓦，占新疆电网联网总装机容量的20.37%。
表3-1-1 2009年新疆电网省调直调企业自备电厂运行情况
2009年省调直调发电厂
| 装机容量
（兆瓦）
| 发电量
（万千瓦时）
| 利用小时数
（小时）
| 发电许可证
| 新疆众和股份公司自备发电厂
| 100
| 70470
| 7047
| 无
| 中石油独山子石化公司热电厂
| 150
| 89505
| 5967
| 无
| 中石油独山子石化公司大项目
| 375
| 103767
| 4742（新投产）
| 无
| 中石油乌鲁木齐石化公司热电厂
| 100
| 78994
| 7899
| 无
| 石河子经济开发区天业有限责任公司自备发电厂
| 740
| 542969
| 7337
| 无
| 合计
| 1465
| 885705
| 6767
|
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新疆自备电厂管理问题严重，主要表现为以下几个方面。
一是新疆电网内自备电厂呈现无序发展的态势。目前新疆电网内自备电厂主要集中在石油天然气勘探开采、石油化工、氯碱（电石及PVC）、电解铝、钢铁、煤化工等行业，占自备电厂总装机容量的87%。大企业大集团新上大项目同步建设自备电厂规模、单机容量不断扩大，出现了违反国家核准程序违规建设自备电厂的现象。初步统计，在建和拟建的自备电厂规模达到532.5万千瓦，企业自备电厂无序发展的负面影响逐步显现。
二是目前新疆电网内自备电厂多数机组容量小、能耗高、且未安装脱硫装置，除尘设备效率低，对自然环境的危害远远高于直调大机组，大幅度增加了二氧化硫和粉尘的排放量，对环境产生极大危害，挤占节能减排空间，也不符合国家建设资源节约型、环境友好型社会的发展战略。 |
第二节 竞争性电能交易存在的问题
一、跨省（区）电能交易[42]存在的问题
（一）跨省（区）电能交易的市场化程度较低，计划安排仍占主导地位
目前，我国电力联网工程建设加快，跨省（区）电力联络线功率交换能力增强，大型电源基地也相继建成投产，跨省（区）电能交易总量在快速增加。国家先后出台一系列政策文件，支持、鼓励和培育各地区开展以市场为导向，以公开、透明和市场主体自愿为原则的跨省（区）电能交易，加强市场配置资源的基础性作用，促进电力资源优化配置。但根据统计分析，2008年全国跨省（区）电能交易总量4712亿千瓦时中，以国家审批（核准）方式计划安排的交易占87.5%，2009年全国跨省（区）交易电量5312亿千瓦时，计划安排的交易占82.7%。现行价格体制以计划方式安排交易电量难以准确与实际的电力供需情况相吻合，计划交易价格也难以准确反映不同时段的电力价值和资源稀缺程度，甚至会造成计划安排的电能流向与一次能源流向相反的配置失灵现象，使市场在资源优化配置中的基础性作用受到制约。
专栏：部分计划安排的跨省（区）电能交易不合理，没有充分发挥市场配置资源的基础性作用
（一）甘肃等省均为历史上青海水电“四省十方”分电政策涉及省，其分得电量均记入本省销价核算，但近年来由于供需形势的变化，各省电力公司参与了西北电力外送华中。由于青海水电长期计划没有配套的灵活调整机制（购电合同转让等），甘肃等省在受入青海水电的同时还要组织省内火电外送，实际上进行了潮流互抵。
（二）按照三峡电能消纳分配方案，2009年河南和安徽省两个火电输出大省分别从三峡购入电能52亿千瓦时和26.5亿千瓦时（此为交易量），当年，河南和安徽省实际输出火电69.1亿千瓦时和43.6亿千瓦时[43]（此为实际物理量[44]）。实质上以计划方式安排输送的三峡电能并未按照分配计划流入河南、安徽，而是由两省进行了潮流互抵。
（三）通过电费结算单核对工作发现，西北跨区送华中恒定功率36万千瓦交易中，送华中全部为火电，交易价格为年初电网企业间协商锁定。交易执行期间，华中区域汛期水电通过应急交易避免弃水的同时，西北区域的火电仍以恒定的发电出力方式向华中区域送电。
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（二）跨省（区）交易长期合同缺乏配套的灵活调整机制
目前，我国跨省（区）电能交易以计划方式安排为主，主要通过一年以上的长期合同实现，部分长期合同还纳入了受电省销售电价测算基数。由于实际电力供需情况与经济形势、燃煤供应、来水情况等密切相关，往往与计划制定时的情况出现较大出入，这就需要与长期交易合同相配套的灵活调整机制，而计划体制下形成的长期交易合同缺乏能够适应市场环境变化的调整机制，合同中也往往未对合同双方在此情况下的责、权、利做出明确约束，导致下面两种情况发生：一是供需情况出现较大变化后，合同双方仍在机械执行原有合同，造成资源流向不合理性，形成资源浪费。二是为了适应供需情况变化，采用不恰当的合同调整方式，损害合同相关方的利益。例如，部分电网企业将应在电网企业间进行调整的购电合同（电网间合同电量消减）转移到发电侧，通过受电省组织本省电力送出（实际为本省消纳）与受进电能互抵（即短期交易与长期交易互抵）实现了长期合同的调整。
（三）部分跨省（区）交易行为不规范
跨省（区）电能交易存在以下几种不规范行为：一是原有体制下内部计划等形式组织交易的现象仍然存在，发电侧市场主体的意愿反映不充分。二是存在利用对冲、接力交易变相降低发电企业上网电价的情况。三是发电企业直接参与跨省（区）交易的机制尚未形成，仍由电网企业代理交易，在个别交易中存在未充分反映发电企业的意愿和电力资源的价值的情况。四是在现有机制下，存在个别交易按照合同交易量收取输电费和网损补偿费，或重复收取输电费的现象。五是个别交易结算不及时，个别电网外送电等低价电量交易完成率高于基数电量交易完成率。
专栏：个别电网企业变相降低发电企业上网电价或重复收取输电费和网损补偿费。
（一）2009年，华北送华中55.48亿千瓦时，华中新增送华东30.1亿千瓦时，两笔交易时间部分重叠（其中，河南送出6.56亿千瓦时，重庆送出1.51亿千瓦时，华中电网受入价367元/千千瓦时，而落华中电价375元/千千瓦时，价格基本相当）。这两笔交易中，华中从华北购入电能的同时又组织本地电能外送华东。从供需情况看，华中基本不需要购电，从中起到的是转售作用，此举降低了华中火电企业上网电价，同时重复收取输电费。合理交易方式应是将华北电能经华中电网直接转送华东。
（二）2009年，西北送华中合同电量28.79亿千瓦时，途经河南转售湖北、湖南、江西省电量19.68亿千瓦时。该交易中，4、5、6、9、10、11、12月售河南电量12.1亿千瓦时，同期，河南省组织39.5亿千瓦时电量外送。该笔交易实质上是河南电力公司组织本省火电外送仅为27.4亿千瓦时，另12.1亿千瓦时火电外送电量被河南省电力公司转内销纳，属利用接力交易变相降低发电企业上网电价的典型行为。按河南省火电标杆电价测算，这笔交易变相降低了发电企业上网电费1.02亿元。其中，河南省电力公司多收输电费0.11亿元。
（三）对于联络线上存在反向物理潮流的情况，省内组织的外送电不增加电网的负担，不增加电网的运行成本，反而有利于降低网损等运行成本，因此，这种没有物理量的外送不应收取省内输电费和网损补偿费。但部分电网企业仍借机按照合同交易量收取输电和网损补偿费。甘肃省电力公司对于互抵掉的物理潮流仍按交易量多收取部分网损补偿费。
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专栏：交易代理未能充分反映市场主体的意愿
（一）部分电网公司通过调度台进行代理方式达成的临时交易中，交易信息披露不充分，事前未和发电企业协商确定交易价格，采用事后招标等事后通知发电企业确认的方式安排成交电量和成交价格，随意性较大，而且成交价格与市场供需情况无关，高峰时期购入电量的价格还大大低于本地标杆电价。
（二）除福建省电网公司与发电企业在代理约定中有“高价送出利润厂网分成”条款，使福建公司部分外送电能价格较高外，大部分电网公司代理的外送交易，不论长期短期、供需形势，很多情况下按发电企业变动成本考虑降价外送。
（三）恩施州电力公司多年来一直在向周边重庆相关的地区电网馈售电力。由于恩施电网以水电为主，受水情等因素的影响，为保证其外售电力电量的持续稳定性，需要通过湖北省电力公司[45]组织电能资源作为补充，在湖北省火电企业实质上为恩施电网与其它地区电能交易提供了容量和电量备用的情况下，由于湖北省火电企业不能自行代理交易，使其获得价格低于湖北火电平均购电价。2009年湖北省共采购送恩施电量4.36亿千瓦时，价格349.55元/千千瓦时，低于湖北火电平均购电价，造成发电企业利益受损。
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专栏：个别外送电量结算不及时
从2007－2009年实际历史数据来看，西北部分省区电力公司已将青海水电纳入本公司年度购电计划，但是交易过程中以各种理由推脱不愿购电。青海水电为避免弃水，接受跨省交易“先用电，后议价”的不公平条件，进而造成青海黄河水电等公司夏季丰水期电量虽跨省送出，但合同签订滞后，电费不能及时向其支付。造成该问题的根本原因是尚未建立科学合理的市场机制和电价机制。
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二、发电权交易存在的问题
（一）部分地区发电权交易机制欠灵活，交易品种单一，交易规模偏小。
部分省市组织的发电权交易机制不灵活，交易频度低，交易不活跃，一年或半年才交易一次，许多发电企业担心电煤价格波动较大给自己带来较大市场风险而报价不积极、难于撮合成交。部分地区发电权交易品种单调，仅局限于对关停小机组的替代，或只限于公司内部替代，绝大部分地区发电权交易仅局限在省内，不能充分发挥“以大代小”、“水火置换”的效果。如2009年内蒙古开展了发电权交易，但是仅限于同一发电公司内部替代交易。
（二）个别电网公司网损测算与收取不规范。
大部分省电网公司在发电权交易中没有收取网损，个别省发电权交易网损测定无扎实细致的测算或无明确核定办法，过于简化处理[46]，发电企业存在不同意见。
（三）个别发电权交易没有实现节能减排的初衷
在实际交易过程中，部分省份组织纯凝火电机组与煤矸石等综合利用电厂、热电厂[47]进行发电权交易。
专栏：个别地区开展的发电权交易没有实现节能减排的初衷
（一）陕西省蒲白矿务局煤矸石电厂将综合利用电厂的发电权与神华集团中电神木发电有限公司协商，由神木替代蒲白3000万千瓦时的发电量。
安徽省淮北长源煤矸石综合利用电厂与淮北国安电力开展发电权交易1750万千瓦时，中石化安庆分公司自备电厂与安庆皖江发电有限责任公司开展发电权交易6000万千瓦时。
（二）蒙东地区、京津唐地区，陕西、山西、内蒙古等省（区）均有热电机组将发电权出售给纯凝机组的情况，其中京津唐地区有以纯凝机组替代热电联产自备机组[48]的行为。
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三、辅助服务补偿交易存在的问题
个别发电企业对辅助服务补偿交易的基本原则认识不到位，强调自身机组的技术制约，不愿意参加辅助服务补偿交易，拒绝承担辅助服务义务，希望维持“免费”使用其他机组辅助服务的运行模式。
专栏：吉林油电电厂未支付并网考核及辅助服务补偿费用
吉林油电电厂未支付并网考核及辅助服务补偿费用共计115万元，违反《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》及《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》（东电监市场[2008]167号）。
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目前，大部分跨省（区）电能交易尚未将电能与辅助服务分别交易，区外来电特别是跨区水电基本不参加受电地区的辅助服务，造成受电区域发电企业，特别是常规燃煤机组负荷率下降，稳定性下降，部分电力企业为避免机组的频繁启停调峰不得不降价外送，以平衡送入电能带来的低谷调峰问题，甚至造成了潮流互抵。
专栏：跨省（区）电能不参加辅助服务造成受电地区发电企业负担加重、个别电网企业运行困难增加
目前跨省（区）电能交易特别是跨省（区）水电交易，在低谷段多不参加调峰，水电汛期该问题较为突出，造成受电地区调峰压力增大，因而部分电网企业通常要求跨省（区）电价进行一定程度的下浮，甚至在跨省（区）电能交易中设置了峰谷电价（实质上综合电价低于无峰谷电价情况下的电价）[49]。受电地区电网企业通过购入低价跨省（区）电能获得了一定的额外收益，而提供了额外辅助服务的发电企业得不到补偿。
尤其是上海等受入电能较多的受端电网，当地机组同时为本地机组和外来电提供调峰调频服务，但不能获得多承担辅助服务义务的经济补偿，造成受电地区发电企业利益受损。
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